Thuyết minh

Hình 1.2: Bản đồ ranh giới dự án 1.1.2 Quy mô dự án Nhà máy điện mặt trời Bình An bao gồm các hạng mục sau: - Các tấm pin mặt trời PV panel; - Hệ thống nghịch lưu trung tâm Inverter; -

CÔNG TY CỔ PHẦN TƯ VẤN XÂY DỰNG ĐIỆN 5

TP Thiết kế : Đặng Việt Linh

TP Hồ Chí Minh, ngày tháng 01 năm 2019

KT TỔNG GIÁM ĐỐC PHÓ TỔNG GIÁM ĐỐC

Đồng Trinh Hoàng

NỘI DUNG BIÊN CHẾ HỒ SƠ

Hồ sơ thiết kế kỹ thuật (TKKT) Nhà máy điện mặt trời Bình An được biên chế

như sau:

- PHẦN I: NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI

Tập 1: Thuyết minh phần nhà máy

Tập 2: Các bản vẽ phần nhà máy

Tập 3: Phụ lục tính toán phần nhà máy

Tập 4: Tổ chức xây dựng phần nhà máy

Tập 5: Chỉ dẫn kỹ thuật phần nhà máy

- PHẦN II: TRẠM BIẾN ÁP 110kV VÀ ĐƯỜNG DÂY ĐẤU NỐI

Tập 1: Thuyết minh TBA 110kV và đường dây đấu nối

Tập 2: Các bản vẽ TBA 110kV và đường dây đấu nối

Tập 3: Phụ lục tính toán TBA 110kV và đường dây đấu nối

Tập 4: Tổ chức xây dựng TBA 110kV và đường dây đấu nối

Tập 5: Chỉ dẫn kỹ thuật TBA 110kV và đường dây đấu nối

- PHẦN III: BÁO CÁO KHẢO SÁT

Tập này là Tập 1: Thuyết minh phần nhà máy thuộc Phần I của hồ sơ

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN KHU VỰC DỰ ÁN 2-1

2.1 ĐIỀU KIỆN ĐỊA HÌNH 2-12.2 ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT 2-12.3 ĐIỀU KIỆN THỦY VĂN 2-32.4 ĐIỀU KIỆN KHÍ TƯỢNG 2-42.5 BỨC XẠ MẶT TRỜI TẠI KHU VỰC DỰ ÁN 2-5

CHƯƠNG 3: CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ CHỦ YẾU 3-1

3.1 TỔNG QUAN VỀ THIẾT KẾ NHÀ MÁY 3-13.2 CÁC TIÊU CHUẨN THIẾT KẾ 3-23.3 LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ 3-33.4 BỐ TRÍ TỔNG MẶT BẰNG VÀ BÓNG CHE 3-103.5 THIẾT KẾ PHẦN ĐIỆN 3-133.6 HỆ THỐNG AN NINH BẢO VỆ NHÀ MÁY – CLOSED CIRCUIT

TELEVISION MONITORING SYSTEM (CCTV) 3-173.7 GIẢI PHÁP GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN NHÀ MÁY 3-17

CHƯƠNG 4: CÁC GIẢI PHÁP PHẦN XÂY DỰNG VÀ CƠ ĐIỆN 4-1

4.1 TIÊU CHUẨN THIẾT KẾ: 4-14.2 PHƯƠNG ÁN BỐ TRÍ TỔNG MẶT BẰNG 4-54.3 SAN NỀN 4-54.4 GIẢI PHÁP HÀNG RÀO 4-54.5 ĐƯỜNG GIAO THÔNG TRONG NHÀ MÁY 4-64.6 GIẢI PHÁP THOÁT NƯỚC 4-74.7 MÓNG VÀ GIÀN ĐỠ PANEL 4-74.8 HÀO CÁP 4-84.9 MÓNG TRẠM INVERTER 4-84.10 NHÀ QUẢN LÝ VẬN HÀNH 4-94.11 HỆ THỐNG CẤP NƯỚC RỬA PIN 4-104.12 NỐI ĐẤT BẢO VỆ VÀ CHỐNG SÉT 4-10

CHƯƠNG 5: ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT VẬT LIỆU 5-1

5.1 ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT MODULE PV 5-15.2 ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT TỦ ĐIỀU KHIỂN GIÁM SÁT (STRING

COMBINER BOX) 5-1 5.3 ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT TRẠM HỢP BỘ INVERTER 5-2 5.4 ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT CÁP DC 5-4 5.5 ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT CÁP AC 5-5

CHƯƠNG 6: LIỆT KÊ THIẾT BỊ VÀ VẬT LIỆU PHẦN NHÀ MÁY 6-1

6.1 LIỆT KÊ THIẾT BỊ PHẦN ĐIỆN 6-1 6.2 LIỆT KÊ THIẾT BỊ PHẦN XÂY DỰNG 6-5

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ CÔNG TRÌNH

1.1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ CÔNG TRÌNH

1.1.1 Địa điểm xây dựng dự án

Nhà máy điện mặt trời Bình An có công suất lắp đặt là 50MWp do Công ty TNHH Năng lượng Everich Bình Thuận đầu tư, vị trí nhà máy (bao gồm cả phần TBA 22/110kV) thuộc xã Bình An, huyện Bắc Bình, tỉnh Bình Thuận Tọa độ địa lý dự

án (11º18’28.34’’N, 108o25’31.26’’E), dự án cách thị trấn Phan Rí 25km về hướng Đông Nam và cách thành phố Phan Thiết 75km về Tây Nam

- Phía Đông : Giáp đất sản xuất

- Phía Nam : Giáp đất sản xuất

- Phía Tây : Giáp đất sản xuất

- Phía Bắc : Giáp đất sản xuất

Hình 1.1: Vị trí dự án trên bản đồ hành chính tỉnh Bình Thuận

NM ĐMT BÌNH AN

Hình 1.2: Bản đồ ranh giới dự án

1.1.2 Quy mô dự án

Nhà máy điện mặt trời Bình An bao gồm các hạng mục sau:

- Các tấm pin mặt trời (PV panel);

- Hệ thống nghịch lưu trung tâm Inverter;

- Hệ thống giá đỡ dàn pin mặt trời;

- Các thiết bị kết nối lưới (MBA, thiết bị đóng cắt và các tủ bảng điện điều khiển – giám sát);

- Hệ thống giám sát;

- Cáp đấu nối 22kV;

- Nhà máy điện mặt trời được đấu nối với hệ thống điện quốc gia bằng cấp điện

áp 22kV thông qua máy biến áp nâng áp 22/110kV;

- Trong khu vực dự án sẽ xây dựng nhà điều hành quản lý dự án sau khi dự án

đi vào hoạt động sẽ là nhà điều hành nhà máy và trạm biến áp 110kV;

- Hệ thống đường giao thông gồm đường giao thông kết nối với hệ thống giao thông hiện hữu và đường giao thông nội bộ phục vụ thi công và vận hành nhà máy;

- Hệ thống điện 22kV nội bộ kết nối các trạm nâng áp 22kV với trạm biến áp 110kV là hệ thống cáp ngầm, các thiết bị 22kV, Inverter chuyển đổi DC/AC ghép chung máy biến áp 0,63/0,63/22KV được xây dựng lắp đặt trong nhà

1.1.3 Phân loại cấp nhóm công trình

- Nhóm dự án: Thuộc nhóm B;

- Loại, cấp công trình: công trình Năng lượng - cấp I (>30MW)

- Luật Đầu tư số 67/2014/QH13 ngày 26/11/2014 của Quốc hội nước CHXHCN Việt Nam và các văn bản của Chính phủ hướng dẫn Luật Đầu tư;

- Luật Điện lực số 28/2004/QH11 ngày 03/12/2004 của Quốc hội nước CHXHCN Việt Nam và các văn bản của Chính phủ hướng dẫn Luật Điện lực;

- Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực số 24/2012/QH13 ngày 20/11/2012 của Quốc hội nước CHXHCN Việt Nam;

- Luật Đấu thầu số 43/2013/QH13 ngày 26/11/2013 của Quốc hội nước CHXHCN Việt Nam và các văn bản của chính phủ hướng dẫn Luật Đấu thầu;

- Căn cứ Nghị định số: 59/2015/NĐ-CP ngày 18/06/2015 về quản lý dự án đầu

tư xây dựng;

- Căn cứ Nghị định số: 46/2015/NĐ-CP ngày 12/05/2015 về quản lý chất lượng

và bảo trì công trình xây dựng;

- Căn cứ Nghị định 79/2014/NĐ-CP ngày 31/7/2014 qui định chi tiết thi hành một số điều của Luật Phòng cháy và chữa cháy và Luật sửa đổi, bổ sung một

số điều của Luật Phòng cháy và chữa cháy;

- Căn cứ Thông tư số 03/2016/TT-BXD ngày 10 tháng 03 năm 2016 của Bộ Xây dựng về phân cấp công trình xây dựng và hướng dẫn áp dụng trong quản

lý hoạt động đầu tư xây dựng;

- Quyết định số: 30/2006/QĐ-BCN ngày 31/8/2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp về quản lý đầu tư xây dựng các dự án điện độc lập;

- Thông tư 39/2015/TT-BCT ngày 18/11/2015 về qui định hệ thống điện phân phối;

- Thông tư 42/2015/TT-BCT ngày 01/12/2015 về qui định đo đếm điện năng trong hệ thống điện;

- Quyết định số 1960/QĐ-BCT ngày 06 tháng 06 năm 2018 của Bộ Công thương về việc "phê duyệt phê duyệt bổ sung danh mục Dự án Nhà máy điện mặt trời Bình An (50MWp) vào Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh BÌnh Thuận giai đoạn 2011-2015, có xét đến năm 2020";

- Quyết định số 7288/QĐ-BCT, ngày 25 tháng 8 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt điều chỉnh, bổ sung Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2011- 2015 có xét tới năm 2020;

- Quyết định số 13978/QĐ-BCT, ngày 18 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng

Bộ Công Thương phê duyệt điều chỉnh, bổ sung Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2011- 2015 có xét tới năm 2020;

- Quyết định số 4799/QĐ-BCT, ngày 08 tháng 12 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt diều chỉnh bổ sung Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2011- 2015, có xét tới năm 2020;

- Văn bản số 1907/UBND-ĐTQG ngày 15 tháng 5 năm 2018 về việc giải quyết khó khăn liên quan đến quy hoạch xây dựng các dự án điện gió, điện mặt trời trên địa bàn tỉnh;

- Văn bản số 3125/EVN-KH-TTĐ ngày ngày 27 tháng 6 năm 2018 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc chấp thuận mua điện dự án nhà máy điện mặt trời Bình An, tỉnh Bình Thuận;

- Văn bản số 1794/QĐ-UBND ngày 13 tháng 7 năm 2018 của Ủy Ban nhân dân tỉnh Bình Thuận về việc quyết định chủ trương đầu tư nhà máy điện mặt trời Bình An;

- Văn bản số 07/2018/EVNSPC-SOLAR.BINHAN ngày 27/7/2018 về việc thỏa thuận đấu nối giữa Tổng Công ty điện lực miền Nam với Công ty TNHH Eerich Bình Thuận;

- Văn bản số 1597/ĐL-NLTT ngày 29/8/2018 của Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo về việc thông báo kết quả thấm định thiết kế cơ sở dự án Nhà máy điện mặt trì Bình An, tỉnh Bình Thuận;

- Văn bản thỏa thuận TKKT hạng mục SCADA và viễn thông dự án NMĐ MT Bình An giữa Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia với Công ty TNHH Eerich Bình Thuận ngày 12/9/2018;

- Văn bản số 3522/EPTC-KT&CNTT-KDBĐ ngày 12/9/2018 về việc thỏa thuận TKKT hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập số liệu đo đếm

dự án NMĐ MT Bình An giữa Công ty mua bán điện với Công ty TNHH Eerich Bình Thuận;

- Văn bản số 78/2018/ĐĐQG-TTRL ngày 17/9/2018 về việc thỏa thuận TKKT

hệ thống rơle bảo vệ và tự động dự án NMĐ MT Bình An giữa Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia với Công ty TNHH Eerich Bình Thuận;

- Văn bản số 737/KTCTTL-QLN ngày 07/8/2018 của Công ty TNHH MTV KTCT Thủy Lợi về việc “thỏa thuận cung cấp nước thô cho nhà máy điện mặt trời Bình An”;

- Văn bản 2828/QĐ-UBND ngày 10/9/2018 của UBND tỉnh Ninh Thuận về việc phê duyệt Báo cáo đánh giá tác động môi trường của dự án NM ĐMT Bình An, công suất 50MWp tại xã Bình An, huyện Bắc Bình;

- Văn bản 3073/QĐ-UBND ngày 8/11/2018 của UBND tỉnh Ninh Thuận về

việc phê duyệt Quy hoạch chi tiết xây dựng NMĐMT Bình An;

- Văn bản số 1845/UBND-KT ngày 19/9/2018 của UBND huyện Bắc Bình về việc thống nhất chủ trương đầu tư nâng cấp công trình: Đường vào dự án nhà máy ĐMT Bình An, xã Bình An;

- Văn bản số 174/KH-UBND ngày 19/10/2018 của UBND huyện Bắc Bình về

kế hoạch thu hồi đất để thực hiện đầu tư xây dựng dự án NMĐMT BÌnh An tại xã Bình An, huyện Bắc Bình, tỉnh Bình Thuận;

- Quyết định số 2896/QĐ-EVN-KTLĐ-TĐ của Tập đoàn điện lực Việt Nam (Nay là Tập đoàn Điện lực Việt Nam) ngày 10/10/2003 về Quy cách kỹ thuật của rơ le bảo vệ

- Giấy chứng nhận đăng kí đầu tư dự án NMĐMT Bình An do Sở kế hoạch đầu

tư tỉnh Bình Thuận cấp cho công ty TNHH Năng lượng Everich Bình Thuận vào ngày 08/10/2018;

- Các quy chuẩn, tiêu chuẩn và quy phạm hiện hành

Hồ sơ thiết kế bản vẽ thi công này được thực hiện cho việc xây dựng hệ thống móng

& giá đỡ các tấm pin; lắp dựng giá đỡ và lắp đặt tấm pin; xây dựng hệ thống đường giao thông nội bộ; xây dựng nhà quản lý điều hành dự án; xây dựng hệ thống điện 22kV kết nối các trạm Inverter với trạm biến áp nâng áp 22/110kV

Hạng mục Quy cách

Hệ thống SCADA nhà máy

Móng và giá đỡ các tấm PV

1.3.3 Sản lượng điện năng của nhà máy

- Vị tri dự án có tổng bức xạ theo phương ngang GHI tại khu vực dự án: 5,27kWh/m2/ngày

- Sản lượng điện năm đầu (P50): 80641MWh/năm

- Hiệu suất nhà máy đạt 82,56%

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN KHU VỰC DỰ ÁN 2.1 ĐIỀU KIỆN ĐỊA HÌNH

Khu vực dự án nằm về phía Bắc của tỉnh, bề mặt địa hình tương đối bằng phẳng, có cao độ dao dộng từ 34m đến 60m, bề mặt dạng lướt sóng nhẹ, bề mặt tự nhiên bị chia cắt bởi ao chuôm, suối nhỏ, khe tụ thủy

Thảm thực vật ở đây kém phát triển chủ yếu là các loại cây chịu được khô cằn, đất trồng điều và cây ăn trái của dân địa phương

Đo vẽ bản đồ địa hình chi tiết tỉ lệ 1:1000, khoảng cao đều 0.5m bao trùm toàn bộ khu vực dự án

2.2 ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT

2.2.1 Khái quát về địa chất khu vực

Tham khảo bản đồ địa chất và khoáng sản tỷ lệ 1:200.000 tờ Phan Thiết do Nguyễn Đức Thắng làm chủ biên, cho thấy cấu tạo địa chất khu vực dự án được hình thành

từ hệ tầng La Ngà cụ thể như sau Hệ tầng La Ngà (J 2ln)

Thành phần gồm cát kết, bột kết, đá phiến sét, chiều dày khoảng 800m Khu vực dự

án chủ yếu đá phiến sét xám đen, phân lớp mỏng xen bột kết xám sẫm

2.2.2 Đặc điểm địa hình địa mạo

Căn cứ vào đặc điểm nguồn gốc hình thái nhận thấy khu vực nghiên cứu chủ yếu là kiểu địa hình xâm thực bóc mòn phát triển trên các đá trầm tích hệ tầng La Ngà

Bề mặt địa hình không bằng phẳng, có cao độ dao dộng từ 34m đến 60m

Thảm thực vật ở đây kém phát triển chủ yếu là các loại cây chịu được khô cằn, và đất trồng điều và cây ăn trái của dân địa phương

2.2.3 Đặc điểm địa chất thủy văn

Nước ngầm thường vận động, chứa trong các khe nứt của đá phong hóa Hệ tầng La Ngà và dao động theo mùa Nguồn nước ngầm và nước mặt có quan hệ khá chặt chẽ với nhau

Tại thời điểm khảo sát tháng 12 năm 2018 cho thấy mực nước ngầm nằm khá nông, dao động trong khoảng độ sâu từ 4,0 đến > 5m so với cao trình mặt đất tự nhiên

2.2.4 Tính chất cơ lý đất đá

a Phân chia các lớp địa chất công trình

Tổng hợp kết quả khảo sát ngoài thực địa, kết hợp kết quả thí nghiệm trong phòng, mặt cắt địa chất khu vực từ trên xuống đến độ sâu khoảng 10m có các lớp địa chất như sau:

- Lớp 1: Đới sườn tàn tích (edQ): Sét, á sét dăm sạn tảng, đất dăm sạn màu nâu vàng, nâu sậm, đôi chổ gặp tảng đá phong hoá sót, dăm sạn tảng chiếm 30-80% Lớp có chiều dày trung bình từ 0,5-1,4m, lớp phân

bố hầu hết khu trạm khu vực dự án

- Lớp 2: Đới phong hóa mạnh (IA2) Đá phiến sét xen bột kết bị phong hoá nứt nẻ rất mạnh thành dăm cục đá gốc lẫn sét, màu xám đen, nâu sẫm Lớp có chiều dày trung bình từ 1,0-2,0m, lớp phân bố khu trạm biến áp cánh đồng pin

- Lớp 3: Đới phong hóa trung bình (IB) Đá phiến sét xen bột kết màu xám xanh, xám nâu, bị phong hoá nứt nẻ mạnh đến rất mạnh, các khe nứt hở được lấp nhét bởi hạt sét và oxýt sắt, cường độ thỏi đá giảm đáng

kể, Ở các hố khoan khảo sát đến độ sâu 10,0m lớp chưa có dấu hiệu kết thúc, lớp phân bố khu trạm biến áp cánh đồng pin

b Kiến nghị chỉ tiêu tính toán

Từ kết quả thí nghiệm trong phòng, kết hợp công tác mô tả hiện trường, tham khảo chỉ tiêu kiến nghị của một số công trình có điều kiện địa chất tương tự, giá trị các chỉ tiêu cơ lý tính toán được kiến nghị như sau:

Bảng 2.2 Bảng kiến nghị tính toán các chỉ tiêu cơ lý đất nền

Khối lượng thể tích tự nhiên w (g/cm3) 2,05

Khối lượng thể tích bão hòa bh (g/cm3) 2,12

Mô đun tổng BD nở hông tự nhiên Etn (kG/cm2) 226

Mô đun biến dạng của đất E(kG/cm2)

Mô đun tổng BD nở hông bão hòa Ebh(kG/cm2) 192

Sức chịu tải qui ước R0 (kG/cm2) 1,98

Ghi chú: (*) các chỉ tiêu kiến nghị được lấy theo các công trình có điều kiện địa chất tương tự

Bảng 2.3 Bảng kiến nghị đặc trưng các chỉ tiêu cơ lý đá nền

Chỉ tiêu của khối đá theo mặt khe nứt

Môđun biến dạng của khối đá E*103(kG/cm2)

Góc ma sát trong (0)

2.3 ĐIỀU KIỆN THỦY VĂN

Hầu hết các sông suối tỉnh Bình Thuận chảy theo hướng Tây bắc - Đông nam rồi đổ

ra biển với mật độ trung bình 15km bờ biển có một cửa sông Riêng sông La Ngà, phần nằm trong tỉnh chảy theo hướng từ Đông sang Tây và sau cùng nhập lưu với sông Đồng Nai

Đặc điểm nổi bật của sông suối Bình Thuận là ngắn và dốc Bình Thuận không có sông lớn chỉ có sông vừa và sông nhỏ Toàn tỉnh có 34 sông có diện tích lưu vực từ 100km2 trở lên trong đó có 3 sông có diện tích lưu vực trên 1000km2 Hầu hết các con sông đều là sông nội tỉnh, riêng sông La Ngà là sông bắt nguồn từ Lâm Đồng chảy qua Bình Thuận và đổ vào sông Đồng Nai

Hình 2.6: Bản đồ sông suối tỉnh Bình Thuận Mật độ lưới sông trung bình 0,4km/km2, thấp hơn mật độ lưới sông trung bình cả

ĐMT Bình An

nước (0,5 - 1km/km2) Một số vùng có cấu tạo đặc biệt như sông Dinh mật độ lưới sông chỉ đạt 0,2km/km2 Mật độ lưới sông lớn tập trung ở khu vực phía tây bắc và tây nam của tỉnh Bình Thuận nơi có lượng mưa dồi dào, địa hình cao Khu vực đồng bằng ven biển là các sông suối nhỏ, mật độ sông suối thưa và độ dốc nhỏ Hình dạng sông suối các sông tỉnh Bình Thuận có hình cành cây, các phụ lưu phân

bố đối xứng với dòng sông chính, riêng sông Lũy các phụ lưu chủ yếu tập trung ở bên trái lưu vực Độ rộng sông có xu hướng mở rộng về hạ lưu nhưng mức độ mở

rộng không nhiều, các sông đều có một cửa ra

Chế độ thủy văn khu vực dự án

a) Phân mùa dòng chảy: Khu vực dự án không có sông suối lớn, tuy nhiên với địa hình có độ dốc nhỏ, vẫn có một vài khe tụ thủy và dòng chảy khe tụ thủy này chỉ có khi có mưa lớn xảy ra trên khu vực Chế độ thủy văn các khe tụ thủy này phân làm

2 mùa: Mùa lũ bắt đầu từ tháng VII-X, mùa kiệt bắt đầu từ XI-VI

b) Tình hình ngập lụt: Khu vực dự án có địa hình cao, không có sông suối chảy qua Kết quả khảo sát cho thấy khu vực dự án không chịu ảnh hưởng ngập lụt

2.4 ĐIỀU KIỆN KHÍ TƯỢNG

Nằm ở khu vực Nam Trung Bộ, Bình Thuận có khí hậu nhiệt đới Khí hậu tương đối ôn hòa hơn do mang tính chất của khí hậu đại dương và có 2 mùa rõ rệt là mùa mưa và mùa nắng Mùa mưa ngắn, từ khoảng giữa tháng 9 đến giữa tháng 12 Dương lịch, tập trung vào 2 tháng 10 và tháng 11, lượng mưa thường chiếm trên 50% lượng mưa trong năm Những tháng còn lại là mùa nắng, trung bình hàng năm

có tới 2.600 giờ nắng Nhiệt độ trung bình hàng năm của Bình Thuận cao khoảng 26,7 °C Cường độ bức xạ mặt trời trung bình lớn hơn 5 kWh/m2

Nhà máy ĐMT Bình An nằm trong vùng chịu ảnh hưởng chung của khí hậu nhiệt đới ẩm gió mùa Đông Nam Á, ngoài ra chế độ thời tiết và khí hậu vùng dự án còn mang đặc điểm của khí hậu miền duyên hải cực Nam Trung bộ với các đặc điểm riêng như sau:

Đặc điểm chính của khí hậu Nam Trung bộ là tình trạng khô hạn cao trong toàn bộ chế độ mưa ẩm liên quan với vị trí che khuất của vùng này bởi vòng cung núi bao bọc từ các phía Bắc, Tây và Nam Về mùa đông hướng gió thịnh hành là Đông hoặc Đông Bắc, về mùa hạ hướng gió thịnh hành là Tây và Tây Nam

Lượng mưa năm phân bố không đồng đều theo không gian, năm có lượng mưa năm

ít nhất chỉ đạt 425 mm và năm có lượng mưa năm nhiều nhất là 1.276 mm Trong năm có 2 mùa rõ rệt: thông thường mùa mưa từ tháng 9 - 12, mùa khô từ tháng 1 đến tháng 8, độ dài ngắn của mùa tùy thuộc điều kiện cụ thể của từng vùng

Khu vực vùng dự án có độ ẩm không khí khá cao, trung bình dao động từ 64,4 83,3%

-Mùa mưa có độ ẩm cao hơn so với mùa khô (70-83,3% ) Độ ẩm tháng cao nhất đạt

đến 99% (tháng 9); Độ ẩm tháng thấp nhất chỉ còn 44% vào tháng 1

Nhìn chung khu vực dự án có nên nhiệt độ không cao, nhiệt độ cao nhất ghi nhận được là 31,70C Biên độ ngày của nhiệt độ trung bình năm chênh lệch từ 8 - 110C Nhiệt độ ngày thấp nhất là tháng 1 (21,80C), tháng có nhiệt độ ngày lớn nhất là tháng 7 (31,70C)

Khu vực dự án có 2 hướng gió chính ảnh hưởng đến khí hậu là: Gió mùa Đông - Bắc thổi từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau và gió mùa Tây - Nam thổi từ tháng 5 đến tháng 9

Tốc độ gió trung bình năm biến đổi trong khoảng 8,66 đến 10,6 m/s Tốc độ gió lớn nhất vào tháng 9 là 18 m/s, xuất hiện trong bão và xoáy lốc Tốc độ gió nhỏ nhất 4 m/s vào tháng 3 Tốc độ gió trung bình nhiều năm lớn nhất vào tháng 2

Từ số liệu quan trắc số giờ nắng Trạm Khí tượng Phan Rí từ năm 2011-2017 cho thấy tổng số giờ nắng Max ngày trong năm ít thay đổi từ 11,7-11,9 giờ; tổng số giờ nắng trong năm thay đổi từ 2848,7-3161,9 giờ; tổng số giờ nắng trung bình năm từ năm 2012-2016 là 2992,9 giờ; tổng số giờ nắng Max tháng trong năm thay đổi từ 274,4-315,3 giờ; tổng số giờ nắng Min tháng trong năm thay đổi từ 104,4-213,8 giờ; tổng số giờ nắng trung bình giữa các tháng trong năm thay đổi từ 203,7-298,8 giờ

Hình 2.5 Biểu đồ tổng số giờ nắng trung bình tháng trạm Phan Rí (2011 – 2017)

2.5 BỨC XẠ MẶT TRỜI TẠI KHU VỰC DỰ ÁN

2.5.1 Tiềm năng năng lượng mặt trời tỉnh Bình Thuận

Nằm ở khu vực Duyên hải Nam Trung bộ, Bình Thuận có diện tích hơn 7.000km2 (bao gồm cả các đảo) Khí hậu nhiệt đới tương đối ôn hòa với hai mùa rõ rệt là mùa mưa và mùa nắng Mùa mưa ngắn, từ giữa tháng 9 đến giữa tháng 12 hàng năm, trong đó tập trung chủ yếu vào 2 tháng 10 ­ 11, lượng mưa chiếm trên 50% tổng lượng mưa cả năm Các tháng còn lại là mùa nắng, với tổng số giờ nắng trung bình lên tới trên 2.500 giờ/năm

Số liệu khí tượng được mua tại trạm khí tượng Phan Thiết, tỉnh Bình Thuận, với

chuỗi số liệu từ năm 2078 đến nay phục vụ nghiên cứu tiềm năng điện mặt trời lý thuyết, được tổng hợp như sau:

2.5.1.1 Nắng

Tổng số giờ nắng năm ở Bình Thuận khá cao, dao động từ xấp xỉ 2700- 2755 giờ, trung bình hàng tháng có 174 -297 giờ nắng Tháng 3 là tháng có số giờ nắng cao nhất 284- 297 giờ, đây là thời kỳ hoạt động mạnh của lưỡi Áp cao cận nhiệt đới, chi phối thời tiết ít mây, nắng nhiều Tháng 9 là tháng có tổng số giờ nắng thấp nhất 183-193 giờ, đây là thời kỳ mùa mưa lũ chính vụ ở tỉnh Bình Thuận Mùa khô số giờ nắng cao hơn mùa mưa, trung bình thời kỳ này dao động từ 210 - 297 giờ (riêng Phú Quý tháng 12 đạt 174 giờ)

Bảng 3.2: Tổng số giờ nắng trung bình tháng và năm (giờ)

Bảng 3.3: Số giờ nắng trong ngày tỉnh Bình Thuận (giờ)

Bảng 3.4 : Số ngày không có nắng trung bình tháng và năm (giờ)

lên cao, thời tiết ít mây, bầu trời trong sáng

Bảng 3.5: Bức xạ tổng tộng thực tế tại Phan Thiết (Kcal/cm2 )

Tháng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm

Trạm

Phan

Thiết

11,1 14,2 16,4 18,3 12,8 11,3 10,3 11,9 9,8 9,5 9,5 9,8 144,9

Nguồn tài liệu: Đặc điểm khí tượng thủy văn tỉnh Bình Thuận

b) Cán cân bức xạ tháng và năm (Kcal/cm 2 ):

Là hiệu số giữa bức xạ thu vào và bức xạ chi ra

Bảng 3.6: Cán cân bức xạ tháng năm tại Phan Thiết (Kcal/cm2 )

Tháng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm

Lượng bức xạ tổng cộng thực tế hàng năm là 144,9 Kcal/cm2, và của trung bình ngày là 0,397Kcal/cm2 tương đương với 4,62 kWh/m2.ngày

Qua các số liệu trên cho thấy ở tỉnh Bình Thuận, năng lượng mặt trời là rất tốt và phân bố điều hòa trong suốt cả năm Thời gian có nắng để sản suất điện hầu như có quanh năm, số ngày nắng trung bình và tổng sản lượng bức xạ nhiệt mặt trời trung bình đều cao hơn mức trung bình của khu vực Ngoài ra điều kiện khí hậu thuận lợi

do ít chịu ảnh hưởng của gió bão nên là điều kiện khá lý tưởng cho việc xây dựng các nhà máy điện năng lượng mặt trời

2.5.1.2 Nhiệt độ

Nhiệt độ trung bình khu vực này dao động trong khoảng 26,5 – 26,9oC Trong năm chỉ có 2 tháng từ tháng 4 đến tháng 5 có nhiệt độ trung bình từ 28,2 - 28,6oC, các tháng còn lại chủ yếu dưới 28oC Nhiệt độ tối thấp trung bình của tiểu vùng này là 18,4oC, thường xảy ra vào tháng 1; nhiệt độ tối cao trung bình từ 34,2 – 35,5oC, xảy

ra vào tháng 5

Bảng 3.7: Đặc trưng nhiệt độ không khí tại trạm khí tượng Phan Thiết

- Từ tháng V – X ( gió mùa mùa hạ ) : W, SW (Tây, Tây Nam)

- Từ tháng XI – IV (gió mùa mùa đông) : E, NE (Đông, Đông Bắc)

Theo thống kê thì gió tại khu vực dự án do ảnh hưởng của địa hình, mặt đệm nên gió thịnh hành hướng Đông, chiếm tần suất chỉ khoảng 11,6 - 37,3%

Bảng 3.8: Hướng gió thịnh hành và tần suất xuất hiện trong tháng

Tháng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

Tần suất (%) 35,2 37,2 34,0 21,2 15,9 37,5 40,4 44,7 31,0 12,0 21,5 26,7

Do ảnh hưởng của địa hình nên tốc độ gió mặt đất tại Bình Thuận có sự phân hóa rõ rệt theo không gian Khu vực phía Đông bắc tỉnh (huyện Tuy Phong, Tuy Phong ) là nơi có tốc độ gió lớn nhất (>3 m/s), sau đó tốc độ gió giảm dần từ Đông sang Tây, khu vực phía Tây tỉnh tiếp giáp với cao nguyên Bảo Lộc là nơi có tốc độ gió trung bình nhỏ nhất Tại khu vực huyện Tuy Phong, tốc độ gió trung bình khoảng 3,2 m/s

Bảng 3.9: Tốc độ gió trung bình tháng, năm trạm khí tượng Phan Thiết

Trạm Tốc độ gió trung bình tháng, năm (m/s)

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII NămPhan Thiết 3,9 3,9 3,9 3,3 2,8 3,0 3,0 3,3 2,6 2,4 3,0 3,2 3,2

2.5.2 Tiềm năng bức xạ mặt trời tại khu vực dự án

Tổng bức xạ theo phương ngang hằng năm (GHI) là thông số cơ bản nhất cần xem xét khi đánh giá tiềm năng mặt trời khu vực dự án GHI càng cao, năng suất phát điện tính trên 1 kWp công suất lắp đặt sẽ càng lớn

Dự án Nhà máy điện mặt trời Bình An, tỉnh Bình Thuận được xây dựng tại huyện Bắc Bình, tỉnh Bình Thuận

2.5.2.1 Cơ sở tính toán:

Phần mềm Meteonorm là phần mềm tính toán chuyên dụng của hãng METEOTEST, Thụy Sỹ được các viện nghiên cứu, các tổ chức cho vay vốn và các hội thảo báo cáo khoa học uy tín trên thế giới đánh giá là có độ chính xác cao phục

vụ lập dự án điện mặt trời

Số liệu này được tổng hợp và nội suy từ các trạm đo bức xạ trên thế giới kết hợp với

số liệu bức xạ đo của vệ tinh

2.5.2.2 Vị trí tính toán

Theo hệ tọa độ VN2000, múi chiếu 3o, KTT 108o15’, báo cáo tính toán tại vị trí có tọa độ sau:( 11,31oN; 108,43oE )

Sơ đồ vị trí điểm tính toán xem hình dưới đây:

Pre- Determined Taxable Icome

Hình 2.3: Vị trí dự án

Kết quả tính toán từ mô hình Meteonorm xem bảng sau

Tháng 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm GHI 160,8 164.5 177.9 167.8 179.1 177.1 175.6 171.9 147.6 145.1 134.0 122.8 1924.3

0 20 40 60 80 100

Tháng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm

274,4-315,3 giờ; tổng số giờ nắng Min tháng trong năm thay đổi từ 104,4-213,8 giờ; tổng số giờ nắng trung bình giữa các tháng trong năm thay đổi từ 203,7-298,8 giờ

Bảng 3.12: Bảng tổng hợp tổng số giờ nắng trong năm từ năm 2011-2017 tại Trạm Khí

tượng Phan Rí

Năm

tháng 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Trung bình tháng

Max năm 274,4 289,2 314 314,8 315,3 313 274,4

Min năm 173,1 158,4 178 181,9 213,8 104,4 159,3

×: Chưa có số liệu

Hình 3.6: Biểu đồ tổng số giờ nắng trung bình tháng trạm Phan Rí (2011 – 2017)

Hình 3.7: Biều đồ tổng số giờ nắng trạm Phan Rí (2012 – 2017)

Theo số liệu tính toán đánh giá khu vực dự án có tiềm năng năng lượng mặt trời lý thuyết cao, cường độ bức xạ tổng cộng thực tế năm đạt 1924.3 kWh/m2 (5.27 kWh/m2.ngày)

2.5.2.3 Kết luận:

Qua các phân tích về điều kiện tự nhiên của tỉnh Bình Thuận: số giờ nắng trung bình năm từ 2527, lượng mưa trung bình 1166mm, số ngày mưa khoảng 108 ngày/năm và GHI trung bình tại khu vực dự án là 5,27 KWh/m2.ngày, đây là khu vực có giá trị về tiềm năng năng lượng mặt trời

Với kết quả từ nguồn dữ liệu Meteonorm, đề án đề xuất sử dụng số liệu khí tượng điển hình năm xác suất P50 (TMY P50) để tính toán mô phỏng nhà máy Trong kết

quả tính toán của phần mềm PVsyst cũng sẽ cho kết quả sản lượng điện ứng với xác suất P90 để so sánh

CHƯƠNG 3: CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ CHỦ YẾU 3.1 TỔNG QUAN VỀ THIẾT KẾ NHÀ MÁY

Nhà máy điện mặt trời Bình An được thiết kế với công nghệ điện mặt trời quang năng, các thành phần chính của nhà máy được mô tả theo hình sau:

Hình 3-1: Mô hình tổng quan nhà máy điện mặt trời Các tấm PV sẽ chuyển đổi ánh sáng mặt trời thành dòng điện một chiều (DC) nhờ vào hiệu ứng quang điện Năng lượng điện một chiều này sẽ được biến đổi thành dòng điện xoay chiều có cùng tần số với tần số lưới điện nhờ vào các bộ inverter Lượng điện năng trên sẽ được hòa với điện lưới nhờ các máy biến áp nâng áp và hệ thống truyền tải điện

Để phù hợp với công nghệ sản xuất và thi công trong nước Nhà máy điện mặt trời Bình An sử dụng giải pháp lắp đặt tấm PV theo dạng cố định Việc lắp đặt PV theo dạng cố định còn để giảm chi phí thiết bị điều khiển và tiết kiệm diện tích sử dụng đất Các thành phần thiết kế chính của nhà máy điện mặt trời quang năng như sau:

- Hệ thống các tấm pin năng lượng mặt trời (các tấm PV);

- Hệ thống chuyển đổi điện DC thành AC (các bộ Inverter);

- Hệ thống móng, khung đỡ các module PV;

- Hệ thống dây cáp điện đấu nối;

- Các máy biến áp nâng áp (trạm hợp bộ 22kV);

- Đường dây truyền tải điện nhà máy

Đối với hầu hết các nhà máy PV năng lượng mặt trời lớn, việc giảm chi phí điện năng quy dẫn (LCOE) là tiêu chí thiết kế quan trọng nhất Mọi khía cạnh của hệ thống điện

(và của toàn bộ dự án) cần được kiểm tra và tối ưu

Điều quan trọng là tạo sự cân bằng giữa tiết kiệm chi phí và chất lượng Thiết kế được thực hiện nhằm giảm chi phí trong hiện tại nhưng có thể dẫn đến chi phí tăng trong tương lai và doanh thu bị mất do yêu cầu bảo trì cao và hiệu suất thấp

Hiệu suất của một nhà máy điện năng lượng mặt trời PV có thể được tối ưu hóa bằng cách giảm tổn thất hệ thống Giảm tổn thất tổng làm tăng sản lượng điện hàng năm và

do đó doanh thu tăng, mặc dù trong một số trường hợp nó có thể làm tăng chi phí của nhà máy

Đối với nhà máy điện mặt trời, các mô đun PV thường là các thành phần có giá trị nhất

và dễ dàng di chuyển nhất Do đó, các biện pháp phòng ngừa an toàn có thể bao gồm các loại bulông chống trộm, các loại nhựa tổng hợp chống trộm, camera CCTV có báo động, và hàng rào an ninh

Vì vậy, khi thiết kế nhà máy điện mặt trời cần xem xét các vấn đề sau:

- Bố trí tổng mặt bằng và giảm ảnh hưởng của bóng râm bao gồm: bố trí góc nghiêng của tấm PV, lựa chọn cấu hình lắp đặt của hệ thống PV, khoảng cách giữa các dãy PV, hướng lắp đặc của PV

- Tính toán thiết kế hệ thống phần điện bao gồm: tính chọn hệ thống điện một chiều DC, tính chọn hệ thống điện xoay chiều AC

3.2 CÁC TIÊU CHUẨN THIẾT KẾ

- IEC 62548:2016 Thiết kế bố trí tấm pin điện mặt trời

- IEC 62446: Hê thống quang điện kết nối lưới – Yêu cầu tối thiểu về hồ sơ tài liệu của hệ thống, thử nghiệm nghiệm thu và kiểm tra

- IEC 61724: 2016 Giám sát, đánh giá chất lượng hệ thống điện mặt trời

- IEC 61727: Hê thống quang điện (PV) – Đặc điểm kết nối với lưới điện

- IEC 61683: Hệ thống quang điện – Điều hòa công suất – Thủ tục đo đạc hiệu suất

- IEC 62093: Các bộ phận thiết bị phụ của hệ thống quang điện – Môi trường tự nhiên nghiệm thu thiết kế

- IEC 62116: Thủ tục thử nghiệm đo đạc chống hiệu ứng Islanding cho lưới điện – inverter liên thông

- IEC 61215: Tấm pin mặt trời silic tinh thể lắp đặt trên mặt đất – Phê duyệt chủng loại và nghiệm thu thiết kế

- IEC 61730-1&2: Nghiệm thu an toàn của các tấm pin mặt trời – Phần 1: Yêu cầu thi công; Phần 2: Yêu cầu thử nghiệm

- IEC 61701: Thử nghiệm ăn mòn do sương muối trên các tấm pin mặt trời

- EN 61000-6-2&4: Tương thích điện từ (EMC) Tiêu chuẩn chung Phần 2: Miễn dịch cho môi trường công nghiệp, Phần 4: Tiêu chuẩn phát thải cho môi trường

PV được đưa ra như sau:

Bảng 3.1: Các tiêu chí lựa chọn loại tấm pin năng lượng mặt trời

Chất lượng

Khi lựa chọn giữa các công nghệ sản suất tấm pin mặt trời như là tấm pin mặt trời loại đơn tinh thể (Mono-Si), đa tinh thể (Poli-Si), hoặc tấm pin mặt trời theo công nghệ màng mỏng (Thin-film) Mỗi công nghệ sẽ đưa ra một giá trị chất lượng cao/thấp từ các nhà sản suất khác nhau

Hiệu suất của

tấm pin mặt

trời

Tấm pin mặt trời có hiệu suất cao sẽ tiết kiệm được diện tích đất, dây cáp và kết cấu giá đỡ tấm pin trên mỗi MWp được lắp đặt hơn khi sử dụng tấm pin mặt trời với hiệu suất thấp

Khả năng tải

Công suất của các tấm năng lượng mặt trời được cung cấp với khả năng quá tải Phần lớn các tấm pin năng lượng mặt trời loại tinh thể có khả năng quá tải (từ 0/+3% đến 0/+5%), trong khi một số tấm pin loại CdTe, CIGS có thể quá tải +5% Đối với một nhà máy công suất lớn, khả năng quá tải của tấm năng lượng mặt trời có ảnh hưởng lớn đến hiệu xuất của nhà máy

Tổn thất nhiệt Giá trị của công suất thay đổi theo nhiệt độ sẽ được cân nhắc khi lắp

đặt tấm pin mặt trời tại khu vực có khí hậu nóng

Suy thoái

Các nhà sản suất tấm năng lượng mặt trời sẽ cung cấp các nguồn thông tin về khả năng hoạt động lâu dài và sự suy giảm hiệu suất của tấm pin mặt trời

khác Chi phí cho các tấm pin mặt trời và tuổi thọ

Trong các tiêu chí trên, tiêu chí về chất lượng sản phẩm là quan trọng nhất

Bảo hành sản phẩm: các sản phẩm được bảo hành 10 năm là rất phổ biến, một số nhà

sản suất bảo hành sản phẩm lên đến 12 năm

Bảo hành công suất: ngoài bảo hành sản phẩm, nhà sản xuất cũng cung cấp bảo hành

công suất Bảo hành theo giai đoạn (ví dụ: đảm bảo 90% công suất bố cho đến năm thứ 10 và 80% công suất công bố cho đến năm 25) Tuy nhiên, một nhà sản suất tấm pin năng lượng mặt trời tốt thường cung cấp bảo hành công suất đầu ra được cố định trong năm thứ nhất và sau đó giảm tuyến tính với trong các năm tiếp theo với các tỷ lệ công suất nhất định, chế độ bảo hành này đảm bảo cho chủ đầu tư hơn bảo hành theo giai đoạn (ví dụ: bảo hành theo giai đoạn sẽ không hỗ trợ trong trường hợp công suất của tấm pin giảm xuống 91% trong năm đầu tiên.)

Rất ít nhà sản xuất bảo hành sản phẩm quá 25 năm Do đó, các điều kiện bảo hành công suất và bảo hành sản phẩm phải được xem xét một cách cẩn thận

Tuổi thọ: một tấm pin mặt trời có chất lượng tốt phù hợp với tiêu chuẩn IEC được

thiết kế với vòng đời dự án trong 25 năm Khi hoạt động hơn 30 năm , hiệu xuất của tấm pin sẽ giảm xuống một cách nhanh chóng, điều này đã được chứng minh với tấm pin mặt trời loại tinh thể Công nghệ màng mỏng vẫn chưa được kiểm chứng, nhưng với các thí nghiêm đã cho thấy tuổi thọ của tấm pin mặt trời loại này nằm trong

khoảng 25-30 năm

Lựa chọn tấm pin năng lượng Mặt Trời:

Khi tiếp xúc với ánh sáng mặt trời, các tấm pin sẽ chuyển đổi ánh sáng mặt trời thành dòng điện

Các tấm pin năng lượng mặt trời có nhiều loại, tuy nhiên lần này, với giá cả cạnh tranh, cả về chất lượng và số lượng sản xuất (thường sản xuất với số lượng lớn) nên tấm pin đa tinh thể được lựa chọn

Công nghệ:

Loại PV Silic - đơn tinh thể:

Tấm PV đơn tinh thể được tạo ra từ các khối tinh thể thạch anh hình trụ có độ tinh khiết cao Để tối ưu hóa hiệu suất hoạt động và giảm chi phí của loại PV này, bốn mặt của khối thạch anh sẽ được cắt mỏng và ghép lại thành 1 tấm silic Từ đó, loại PV đơn tinh thể sẽ có dạng bảng mỏng

Ưu điểm:

- Tấm PV - loại đơn tinh thể có hiệu suất chuyển đổi quang điện cao nhất trong số các loại PV quang điện Vì vậy, chúng phải được làm ra từ thạch anh có độ tinh khiết cao nhất Hiệu suất hoạt động của PV đơn tinh thể trong khoảng 15-20%

- PV silic đơn tinh thể có hiệu suất sử dụng không gian cao Chúng đòi hỏi ít không gian hoạt động nhất trong số các loại PV Vì vậy, những tấm PV loại này

sẽ mang lại công suất điện cao nhất

Loại PV Silic - đa tinh thể:

Tấm PV đầu tiên trên thế giới được tạo ra là tấm PV silic - đa tinh thể (còn được gọi là polysilicon: p-Si hoặc multi-crystalline silicon: mc-Si) Nó được đưa vào thị trường thế giới chính thức vào năm 1981

Không giống như PV đơn tinh thể, PV đa tinh thể không được tạo ra bằng quá trình Czochralski Silic thô sẽ được nung chảy rồi đổ vào khuôn hình vuông, sau đó được làm nguội và cắt ra thành các tấm vuông vắn

Loại PV Silic – film mỏng:

PV dạng film mỏng được tạo ra bằng cách đổ một hoặc nhiều lớp vật liệu quang điện mỏng lên khuôn Các loại PV film mỏng được phân ra nhiều loại dựa trên vật liệu quang điện tạo ra nó:

- Silic vô định hình (a-Si)

- Cadmium telluride (CdTe)

- Đồng indium gallium selenide (CIS/CIGS)

Phụ thuộc vào công nghệ chế tạo, PV film mỏng chuẩn có thể đạt hiệu suất 7–13%,

PV film mỏng đại trà có hiệu suất hoạt động khoảng 9%

Ưu điểm:

- Công nghệ sản suất đơn giản nhất là nguyên nhất khiến loại PV này có giá thành thấp hơn so với các loại PV khác

- Màu sắc và hình dạng đồng nhất của loại này khiến chúng đẹp mắt hơn

- Có tiềm năng phát triển các ứng dụng mới nhờ tính linh hoạt

- Nhiệt độ và sự che bóng ít tác động đến khả năng hoạt động của PV loại này

- Trong những trường hợp diện tích chiếm đất không quá khắc khe, PV dạng film mỏng có thể được sử dụng

Dòng điện khi công suất cực đại Impp 8,74A

Hiệu suất tấm pin ở điều kiện tiêu chuẩn ηm 16,97%

Loại cell Polycrystalline

Vai trò của inverter:

Inverter là thiết bị chuyển đổi điện DC từ các tấm

pin thành nguồn AC và cấp nguồn AC cho lưới

điện, bằng kết nối lưới

Nó cũng theo dõi tình trạng của lưới điện và nếu

cần thiết trong trường hợp điều kiện bất thường,

nó sẽ dừng một cách chính xác Sau khi phục hồi

trạng thái lưới, nó sẽ đồng bộ lại với lưới điện

Lựa chọn inverter:

Không có biến tần cụ thể nào là tốt nhất cho tất cả các tình huống Các công nghệ đun PV và bố trí khác nhau có thể phù hợp với các loại biến tần khác nhau Để lựa chọn PV inverter, có thể cân nhắc giải pháp phân tán (nhiều PV inverter loại vài chục

mô-kW đặt rải rác) hoặc giải pháp trung tâm (vài inverter ≥ 500mô-kW đặt tại chỗ)

Như đã phân tích ở trên, trong giai đoạn hiện nay đối với nhà máy điện mặt trời nối lưới công suất lớn như nhà máy điện mặt trời Bình An thì giải pháp sử dụng các bộ inverter trung tâm với công suất từ 500KVA/inverter trở lên và sử dụng công nghệ 1500VDC là phù hợp

Bảng 3.6: Các tiêu chí lựa chọn inverter cho dự án ĐMT Bình An

Hiệu suất của

inverter

Khi thiết kế một nhà máy điện mặt trời cần phải tìm kiếm các

bộ inverter có hiệu suất cao Hiệu suất cao sẽ bù đắp cho chi phí đầu tư cao

Dải điện áp hoạt

động với điểm công

suất cực đại

Một bộ inverter có dải điện áp làm việc với phạm vi rộng tại điểm công suất cực đại sẽ tạo điều kiện công tác thiết kế, bố trí

hệ thống PV được linh hoạt hơn

Đầu ra 3 pha/1 pha Nhà máy điện mặt trời Bình An có công suất lớn nên yêu cầu

Tiêu chí Mô tả

đầu ra của biến tần là 3 pha

Hệ số quá tải của

inverter

Inverter có khả năng làm việc với hệ số quá tải cao sẽ làm góp phần làm giảm số lượng inverter trong nhà máy

Chương trình ưu đãi Các chương trình ưu đãi về tài chính thường có ảnh hưởng đến

việc lựa chọn biến tần

Điện áp đầu ra inverter: điện áp 3 pha 0,4kV

Độ tin cậy của sản

phẩm

Độ tin cậy của inverter cao đảm bảo thời gian lỗi ngắn, chi phí bảo trì sữa chửa thấp

Các inverter có công suất đầu ra AC lớn được nhiều hãng sản xuất inverter lớn chế tạo,

đề án kiến nghị sử dụng loại inverter có công suất đầu ra AC khoảng 1250kVA để tính toán cho dự án nhà máy Điện mặt trời Bình An trong giai đoạn lập báo cáo nghiên cứu khả thi

Các yêu cầu kỹ thuật chính của inverter 1250kVA được mô tả như sau:

Bảng 3.8: Thông số kỹ thuật yêu cầu của Inverter 1250kVA

Thông số kỹ thuật Đơn vị Giá trị Đầu vào DC

Dòng điện làm việc lớn nhất A 1559A

Hình 3.13: Inverter trung tâm loại 1250kW điển hình Phương pháp điều khiển inverter

Chức năng điều khiển phía DC: Điều khiển theo dõi điểm làm việc với công suất cực đại (MPPT)

Chức năng điều khiển phía lưới AC: điều khiển công suất tác dụng, công suất phản kháng Công suất phản kháng có thể được điều chỉnh hoặc kiểm soát thông qua cổng truyền thông Inverter có thể hoạt động với hệ số công suất cố định hoặc ở công suất phản kháng cố định Inverter có thể thay đổi hệ số công suất trong dãi cos từ -0,9 đến 0,9 tại công suất định mức

Ngay cả trước hoặc sau khi kết nối nối tiếp, cường độ

dòng điện cực đại của tấm pin nhỏ hơn 10A Để tạo ra

dòng điện thích hợp cho hệ thống năng lượng, loại SCB

này sẽ được sử dụng, các “PV strings” sẽ được kết nối

song song vào SCB Các mối nối thường được làm bằng

các đầu nối trục vít và phải có chất lượng cao để đảm bảo

tổn thất thấp hơn và tránh quá nóng

Các SCB có thiết bị bảo vệ và cách ly, chẳng hạn như cầu

chì và công tắc ngắt tải và phải được thiết kế theo tiêu chuẩn chống thấm nước IP65 để làm việc được ở vị trí ngoài trời

Công nghệ:

Bảng 3.3: Thông số kỹ thuật chính của các loại hộp gom dây điển hình

Thông số kỹ thuật Đầu vào

3.3.4 Lựa chọn khung giá đỡ

Vai trò của Khung giá đỡ

Khung giá đỡ là kết cấu hỗ trợ để lắp đặt

đúng các tấm pin

Để sử dụng trong môi trường khắc nghiệt,

như bão, cọc bê tông và khung kết cấu có đặc

điểm kỹ thuật thích hợp được lựa chọn

Trong môi trường biển hoặc trong phạm vi

cách bờ biển khoảng 3 km, có thể yêu cầu bảo vệ ăn mòn bổ sung hoặc bổ sung thêm

Nói chung, điều này có nghĩa là:

- Thiết kế khoảng cách giữa các hàng PV để giảm tổn thất bóng đổ giữa các hàng

- Thiết kế cách bố trí để hạn chế tối đa khối lượng dây cáp và các tổn thất điện liên quan

- Tạo các tuyến đường giao thông nội bộ và khoảng cách giữa các hàng đủ rộng

để cho phép di chuyển cho các mục đích bảo trì

- Chọn góc nghiêng và cấu hình mô đun để tối ưu hóa sản lượng điện hàng năm

theo vĩ độ của địa điểm

- Chọn hướng lắp đặt module PV để mang lại sản lượng điện tối đa Nếu nhà máy nằm ở bắc bán cầu thì chọn hướng lắp đặt của module PV hướng về phía nam Nếu nhà máy nằm ở nam bán cầu thì chọn hướng lắp đặt của module PV hướng về phía Bắc

- Hệ thống Chiếu sáng, Camera giám sát;

- Hệ thống đường giao thông gồm đường giao thông kết nối với hệ thống giao thông hiện hữu và đường giao thông nội bộ phục vụ thi công và vận hành nhà máy

3.4.2 Góc nghiêng các tấm PV

Mỗi vị trí sẽ có một góc nghiêng tối ưu để tối đa lượng bức xạ hàng năm (tính trung bình trong cả năm) Đối với các nhà máy điện mặt trời, góc nghiêng tối ưu lý thuyết có thể được tính từ vĩ độ của khu vực Tuy nhiên, có thể cần phải điều chỉnh để:

- Độ bám bẩn: các góc nghiêng cao hơn có tổn thất bụi bẩn thấp hơn Nước mưa

sẽ làm sạch các mô-đun hiệu quả hơn và dễ dàng hơn ở các góc nghiêng lớn hơn

- Bóng che: các mô-đun có góc nghiêng lớn hơn sẽ tạo thêm bóng che trên các mô-đun phía sau chúng Do đó, sử dụng một góc độ nghiêng thấp hơn như một sự cân bằng để tránh tổn thất do bóng che

- Phân bố bức xạ theo mùa: Nếu một mùa cụ thể chiếm ưu thế trong việc phân

bố nguồn năng lượng bức xạ mặt trời hàng năm, điều này nên được xem xét cho việc điều chỉnh góc độ nghiêng để bù đắp cho tổn thất

Để các tấm PV thu được bức xạ mặt trời và chuyển đổi thành điện năng với công suất tối ưu thì ta cần phải lựa chọn góc nghiêng khi lắp đặt các module PV Ngoài ra thông thường các dự án thiết lập góc nghiêng thấp nhất là 11o, góc nghiêng này làm cho việc rửa tấm PV bằng nước mưa là tốt nhất

Theo lựa chọn, góc nghiêng lắp đặt của tấm PV được cho là 11o

3.4.3 Cấu hình lắp đặt các tấm PV

Cấu hình lắp đặt các chuỗi tấm PV được lựa chọn phải phù hợp với đầu vào Inverter:

- Điện áp làm việc của mỗi chuối tấm pin trong khoảng: 900 – 1300

- Điện áp hở mạch ở nhiệt độ thấp nhất không vượt quá: 1500V

- Dòng điện tổng đầu vào của mỗi Inverter không vượt quá: 1559A

Theo tính toán từ phần mềm chuyên ngành PVSYST thì cấu hình lắp đặt các chuỗi tấm

PV như sau:

- 30 tấm PV nối tiếp thành 1 chuỗi

- Cấu hình giàn đỡ chỉ có 01 loại:

 Loại : 01 chuỗi được đặt trên một giàn đỡ loại 2x15 module PV

3.4.4 Khoảng cách giữa các dãy module PV

Việc tính toán lựa chọn khoảng cách giữa các dãy module PV được xem là quan trọng, liên quan đến sản lượng điện đầu ra của hệ thống

Sự lựa chọn khoảng cách dãy module PV được thực hiện bằng cách tính toán tối ưu giữa việc giảm bóng đổ giữ các dãy module PV với nhau, giữ cho diện tích của khu vực nhà máy điện mặt trời nằm trong giới hạn hợp lý, giảm khối lượng cáp và giữ tổn thất trên dây dẫn trong giới hạn chấp nhận được Bóng đổ giữa các dãy PV có thể không bao giờ có thể được giảm xuống bằng không: vào đầu và cuối ngày, độ dài của bóng che là rất dài

Đối với nhiều địa điểm, nguyên tắc thiết kế là không để các mô-đun PV bị bóng che vào buổi trưa mặt trời vào mùa đông (ngày 21 tháng 12 ở Bắc bán cầu và ngày 21 tháng 6 ở Nam bán cầu) Nói chung, bố trí khoảng cách hàng sao cho tổn thất ít hơn 1% hàng năm do bóng che là chấp nhận được

Mô phỏng chi tiết sản lượng năng lượng sẽ được thực hiện để đánh giá thiệt hại do bóng mát

Đối với nhà máy điện mặt trời Bình An được lắp đặt trên diện tích là 58,8ha, công suất của module PV là 330Wp, tổng công suất lắp đặt được tính toán tối ưu là 50MWp Do vậy khoảng cách hàng cách hàng (row-to-row) được lựa chọn để thỏa mãn các yếu tố trên là: d = 2,14m

3.4.5 Hướng lắp đặt của các tấm PV

Đối với các khu vực ở bán cầu bắc, định hướng các tấm PV để tối ưu hóa sản lượng điện hàng năm là lắp đặt các tấm PV hướng về phía nam Đối với các khu vực ở vùng nhiệt đới thì ảnh hưởng của hướng các tấm PV phía nam có thể không có ảnh hưởng nhiều đến sản lượng điện năng hàng năm

Một số cơ cấu về giá bán điện khuyến khích sản xuất năng lượng trong những giờ cao điểm Trong những cơ cấu tỷ lệ "thời gian" như vậy, lợi ích về tài chính (chứ không phải là sản lượng điện năng hàng năm) có thể được định hướng để lắp đặt các tấm PV

Ví dụ, các tấm PV sẽ được lắp đặt theo hướng Tây sẽ được tối ưu hóa để tạo ra sản lượng điện năng cao nhất vào buổi chiều Ảnh hưởng của góc nghiêng và hướng lắp đặt đến sản lượng điện năng có thể được mô phỏng hiệu quả bằng cách sử dụng phần mềm mô phỏng PVsyst

Đối với nhà máy điện mặt trời Bình An, thì khu vực vị trí dự án nằm ở bán cầu Bắc, đồng thời cơ cấu giá bán được đã được cố định là 9,35UScent/kWh rong suốt thời gian vận hành dự án theo hợp đồng mua bán điện Do đó, hướng lắp đặt tốt nhất của các tấm PV cho nhà máy điện mặt trời Bình An là hướng về phía Nam

Các thành phần DC phải được tính toán để đảm bảo yêu cầu cho phép về giới hạn nhiệt và điện áp Việc lựa chọn tiết diện của cáp DC cho các nhà máy điện mặt trời phải sử dụng cáp được thiết kế đặc biệt cho các thiết bị của hệ thống PV (solar cable)

có sẵn Nói chung, phải tuân thủ các tiêu chí sau khi lựa chọn các loại cáp:

- Điện áp định mức tối thiểu: Vđm = VOC (STC) x 1,05

- Dòng điện định mức tối thiều: Iđm = 1,25 x Isc:

3.5.1.1 Thiết kế các mảng PV

Thiết kế các mảng PV sẽ phụ thuộc vào đặc tính kỹ thuật của biến tần và cấu trúc hệ thống đã chọn Sử dụng nhiều mô-đun nối tiếp để tạo thành các mảng điện áp cao để giảm tối thiểu tổn thất

Số lượng tấm PV tối đa trong một chuỗi: Số lượng tối đa các tấm PV trong chuỗi

được xác định bởi điện áp đầu vào DC lớn nhất của inverter mà chuỗi PV sẽ được kết nối vào (VMAX (INV, DC)) Trong bất kỳ trường hợp nào thì điện áp của chuỗi PV đấu nối vào cũng không được lớn hơn điện áp lớn nhất của inverter

Số lượng PV tối đa trong một chuỗi (nmax) được tính theo công thức:

Số lượng module PV tối thiểu trong một chuỗi: Số lượng tối thiểu các module PV

được giới hạn bởi yêu cầu giữ điện áp hệ thống trong dải có điểm công suất lớn nhất (MPP) của Biến tần Nếu điện áp chuỗi PV giảm xuống dưới điện áp biến tần MPP tối thiểu, thì hệ thống sẽ hoạt động kém, hoặc ngừng hoạt động

Số lượng PV tối thiểu trong một chuỗi (nmin) được tính theo công thức:

Số lượng chuỗi PV: Số chuỗi PV tối đa cho phép trong một mảng PV được xác định

bởi dòng điện lớn nhất cho phép của mảng PV (PV array) và dòng điện tối đa của biến tần Nói chung, không nên vượt quá giới hạn này vì nó dẫn đến sự lão hóa của biến tần

và mất năng suất

Ta tính được số lượng PV trong một chuỗi là: 30 module PV

Số chuỗi PV nối vào tủ kết nối (string combiner box): 22 (23) chuỗi

Số tủ String Combiner box đấu nối vào 01 inverter: 07 tủ

3.5.1.2 Tính chọn cáp đấu nối

Cáp được thiết kế đặc biệt để lắp đặt cho nhà máy điện mặt trời (solar cable) có sẵn và nên được sử dụng Nói chung, cần phải quan sát ba tiêu chí khi lựa chọn cáp:

- Điện áp của dây dẫn: Vđm = VOC (STC) x 1,05

- Dòng điện định mức của cáp: Dòng điện định mức của cáp lực được chọn phải đảm bảo khả năng tải hết công suất của thiết bị

Iđm 1,25 x

Trong đó: - Iđm : dòng điện định mức của cáp;

- Imax : dòng điện tải lớn nhất của cáp (Imax = Isc);

- f1, f2, f3: Các hệ số điều chỉnh theo nhiệt độ, môi trường lắp đặt, cách lắp đặt của cáp

- Giảm tổn thất công suất và điện áp: lựa chọn dây cáp phải đảm bảo giảm tối

đa tổn thất công suất và điện áp Thông thường, tổn thất điện áp của hệ thống

DC phải nhỏ hơn 3% và tổn thất công suất phải nhỏ hơn 1%

3.5.1.3 Lựa chọn cáp đấu nối các module PV và chuỗi PV (String cable)

Cáp DC liên kết giữa các tấm pin sử dụng cáp DC được chế tạo kèm theo tấm pin có tiết diện 4mm2 , cáp được bố trí ngoài không khí Một dây dẫn, hai lớp cách điện cáp thích hợp cho các kết nối module Sử dụng các loại cáp như vậy sẽ giúp bảo vệ chống lại các mạch ngắn

- Kiểm tra điều kiện về điện áp:

3.5.1.4 Lựa chọn cáp đấu nối đấu nối chính (từ các string combiner box đến inverter)

Dây dẫn được lựa chọn để đáp ứng yêu cầu tổn thất điện áp xuống dưới 3% (tại STC)

là phù hợp Trong hầu hết các trường hợp, cáp có tiết diện lớn được lựa chọn để đạt được tổn thất thấp hơn là một sự lựa chọn phù hợp

Đối với nhà máy điện mặt trời Bình An: các loại cáp chính được lựa chọn bao gồm các

tiết diện sau: Cáp DC – 1Cx4mm 2 ; DC – 1Cx70mm 2 ;DC – 1Cx95mm 2

3.5.1.5 Lựa chọn thiết bị kết nối PV

Các kết nối plug and socket chuyên dụng thường được lắp đặt sẵn trên các cáp của module PV để dễ dàng lắp ráp